Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 [ 56 ] 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124

ГЛАВА VI

Определение показателей разработки месторождений природных газов при водонапорном режиме

§ 1. О методах расчета продвижения контурных или подошвенных вод в газовые залежи

Подавляющее число газовых и газоконденсатных месторождений приурочено к водоносным пластам и разрабатывается в условиях водонапорного режима. При водонапорном режиме происходит продвижение в газовую залежь контурной или подошвенной воды. Это приводит к тому, что объем порового пространства залежи со временем уменьшается, а среднее пластовое давление падает медленнее по сравнению с падением давления в условиях газового режима.

При проектировании разработки газового месторождения в условиях водонапорного режима необходимо бывает знать закон изменения во времени границы раздела газ-вода (газонасыщенного объема порового пространства). Тогда согласно, например, следующему уравнению материального баланса (см. § 4 глава П)

можно определить изменение во времени средневзвешенного по газонасыщенному объему порового пространства газовой залежи пластового давления.

Присоединяя к уравнению (1) уравнение притока газа к средней скважине

p4t)-pl{t) = Aq{t) + Bqt) (2)

или, в случае учета реальных свойств газа, - уравнение

(О - pl (О = А{[1 *z%pq (t) + Bz,pq (t), (2a)

a также уравнение технологического режима эксплуатации средней скважины (например, уравнение технологического режима эксплуатации скважины при заданной депрессии на пласт)

Pit)-Poit)=Ht) (3)

и уравнение изменения во времени потребного числа эксплуатационных скважин

получаем систему из четырех уравнений с пятью неизвестными. Совместное решение системы уравнений (1)-(4) и задачи о продвижении воды в залежь позволяет определить изменение во времени следующих основных показателей разработки месторождения в условиях водонапорного режима (в предположении равномерного размещения скважин на площади газоносности):

P=P(t), Pc = Pc(t), SQ = fit), q = q{t), п<шп{1), (5)

Таким образом, при проектировании разработки месторождений природных газов в условиях водонапорного режима необходимо уметь прежде всего рассчитывать продвижение контурной или подошвенной воды в процессе разработки месторождения.

Расчеты продвижения контурных или подошвенных вод в газовые залежи относятся к наиболее сложным задачам подземной газогидродинамики - к задачам с подвижной границей раздела (типа Стефана - в математической физике [61]). А так как при этом важно учитывать неоднородность пласта вдоль осей х, у, z, то эти задачи еще более усложняются.

Сложность расчетов по продвижению контурных или подошвенных вод в газовые залежи состоит в том, что количество поступающей воды зависит от перепада давления между водоносным пластом и давлением на границе газовой залежи. Вместе с тем падение пластового давления в залежи зависит от темпов отбора газа и от количества поступающей в нее воды.

Аналитические методы не могут дать в настоящее время точного решения задач с подвижной границей раздела газ-вода. В связи с этим были предложены различные приближенные методы расчета продвижения контурных или подошвенных вод в газовые залежи и изменения во времени среднего пластового давления.

Впервые процесс вытеснения газа водой рассматривался акад. Л. С. Лей-бензонои, исследовавпшм случай одномерного движения. Решая эту задачу, Л. С. Лейбензон для упрощения проблемы принимал, что давление на перемещающейся границе в процессе разработки газовой залежи остается постоянным и равным первоначальному давлению. Допущение о том, что на перемещающейся границе раздела давление все время остается постоянным и равный первоначальному, а следовательно, давлению на контуре питания (в случае горизонтального пласта), означает, что вязкость воды принимается равной нулю. При расчете изменения пластового давления в газоносной части пласта учитываются потери давления при фильтрации газа, обусловленные вязкостью газа. Однако, если учесть, что вязкость воды болыпе вязкости газа в десятки раз, то станет ясно, что с практической точки зрения больший интерес представляет учет потерь давления, связанных с вязкостью воды, а не газа.

Простой приближенный метод расчета продвижения контурной воды в газовую залежь с учетом вязкости воды предложен Б. Б. Лапуком [83]. Этот метод был развит и для расчетов продвижения границы раздела газ-вода в неоднородных пластах (для одномерных фильтрационных потоков). Метод, изложенный в работах Б. Б. Лапука, основан на последовательных приближениях при нахождении истинного количества поступающей в газовую залежь воды и соответствующего изменения во времени среднего пластового давления в газовой залежи. В следующем параграфе на идее метода Б. Б. Лапука остановимся подробнее.

Применение метода последовательной смены стационарных состояний позволило И. А. Чарному приближенно учесть упругие свойства водоносного пласта и противодавление поступающей в газовую залежь воды.

Н. Н. Веригиным задача о радиальном движении границы раздела двух упругих жидкостей решена для случая бесконечного пласта (для вертикальной граншця раздела) в точной постановке. Подход, использованный этим исследователем, был затем перенесен на случай движения границы раздела газ-вода в полу- или бесконечном пласте, имеющие в основном теоретический интерес. Так, А. X. Мирзаджанзаде и В. В. Мустафаев рассматривают процесс нагнетания воды в галерею, расположеннзгю в лолубесконечном газоносном пласте, и закачки воды в скважину исчезающе малого радиуса, находящуюся в бесконечном пласте. Н. Н. Веригин исследовал продвижение воды из полубесконечного водоносного пласта в полосообразную газовую залежь при поддержании на границе раздела (в газовой залежи) постоянного во времени давления.

Задачами с подвижной границей раздела при учете неоднородности пласта по проницаемости занимались М. Т. Абасов, С. И. Алекперов и М. В. Филинов. Полученные решения могут использоваться как эталонные для сопоставления с ними приближенных решений.

Некоторые исследователи (М. Т. Абасов, Ф. Г. Гасанов, Т. Гольдфрахт, П. Ионеску, П. К. Страдымов, Е. Н. Храменков, А. И. Ширковсквй, П. Т. Шмыгля, К. Мюллер и др.) решение задачи о движении границы раздела газ-вода находят путем совместного рассмотрения уравнения материального баланса и соответствующей формулы теории упругого режима для падения давления на стенке укрупненной скважины при пуске ее в работу с постоянным дебитом в бесконечном (или ограниченном) однородном по коллекторским свойствам пласте. В ряде других исследований или упрощаются существующие решения, или показывается возможность использования какого-либо метода или подхода к решению задачи о движении границы раздела газ-вода (М. Т. Абасов, К. Н. Джалилов, А. М. Кулиев, А. С. Малых, Н. Мухидинов, Ф. Г. Темпель, М. В. Филинов, И. А. Чарный).

Так как в последние годы лабораторными и промысловыми исследованиями установлено, ято газ не полностью вытесняется водой, в работе [81 ] известный метод Баклея-Леверетта использован для подсчета остаточной газонасыщенности за фронтом вытеснения. Наиболее совершенная методика расчета поступления воды в залежь, учитывающая особенности проявления водонапорного режима, изложена в работе [71].

Задачи о разработке газонефтяных месторождений при использовании энергии сжатого газа газовой шапки аналогичны задачам о вторжении воды при разработке газовых месторождений. Разница состоит в том, что отбираемое и закачиваемое количества газа входят в уравнение материального баланса с различными знаками. В связи с этим полученные решения относительно расширения газовой шапки могут быть использованы при расчетах разработки газовых месторождений в условиях водонапорного режима И наоборот. В этом смысле представляют интерес исследования М. Д. Розенберга и М. М. Глоговского процесса разработки газонефтяных месторождений при заданных давлениях на забоях системы инжекционных (газовых) и эксплуатационных (нефтяных) скважин, а также при заданных дебитах эксплуатационных скважин и расходах нагнетаемого в пласт газа. Результаты этих работ могут быть использованы при рассмотрении возможности поддержания пластового давления в газоконденсатных месторождениях путем законтурного заводнения и разработки газовых месторождений в условиях водонапорного режима, а также при создании и эксплуатации подземных газохранилищ в водоносных пластах. Методики прогнозных расчетов применительно к подземным газохранилищам в водоносных пластах приводятся в работах [9, 73, 75].

Описанные методы определения показателей разработки месторождений природных газов в условиях водонапорного режима основываются па некоторых допущениях. Поэтому при изложении в следующих параграфах методов определения количества поступающей